2.3 Макронеоднородность

Если каждый прослой коллектора рассматривать как единое нерасчленимое целое, т.е. выделять в разрезах скважин только коллекторы и неколлекторы и прослеживать распространение тех и других по площади залежи, то можно изучить макроструктуру нефтегазоносного пласта (горизонта) и его макронеоднородность.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объеме залежи углеводородов, т.е. характеризует взаимное распределение в ней коллекторов и неколлекторов.

Макрооднородным считают единичный пласт (горизонт) монолитного строения, залегающий в пределах залежи повсеместно и имеющий относительно постоянную мощность. Такие залежи встречаются редко.

Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности можно получить только при наличии детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин.

Особую важность детальная корреляция и изучение макронеоднородности приобретают при расчлененности продуктивных горизонтов непроницаемыми прослоями.

Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади).

По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов (обычно в разном количестве на различных участках залежей) – вследствие наличия мест их слияния, отсутствия в разрезе некоторых пластов, уменьшения нефтенасыщенной толщины в водонефтяной (газовой) части залежи за счет неучета водоносных нижних пластов и др.

По простиранию макронеоднородность изучается по каждому из выделенных в разрезе горизонта пластов – коллекторов. Она проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля, т.е. наличии зон отсутствия коллекторов (литологического замещения или выклинивания).

Графически макронеоднородность по вертикали (по толщине объекта) отображается с помощью профилей (рис. 5) и схем детальной корреляции. В плане (по площади) она отображается с помощью карт

распространения коллекторов каждого пласта (рис. 6), на которых показываются границы площадей распространения коллектора и неколлектора, а также участки, на которых происходит слияние пластов (для горизонта) или пропластков (для пласта) с ниже- или вышележащими пластами или пропластками.

При однопластовом строении залежи, когда пласт пород-коллекторов относительно однороден по составу, но толщина его изменчива, коллекторы залегают на площади неповсеместно, прерывисто, пласт является зонально макронеоднородным [18]. Его строение иллюстрируется картой распространения коллекторов по площади. На карте показываются границы сплошного распространения коллекторов, также полулинз, линз, тупиковых зон, которые при стационарном заводнении и расположении скважин по основной равномерной сетке частично или полностью не включаются в процесс дренирования.

Зональная неоднородность при этом характеризуется двумя коэффициентами:

• коэффициент распространения коллекторов по площади (литологической выдержанности), характеризует степень прерывистости их залегания и охват пласта воздействием по площади

,

где:

S_i – площадь i-го участка, занятого коллектором;

S – общая площадь залежи.

Его определяют после проведения детальной корреляции разрезов скважин и выделения зональных интервалов (пластов) путем отношения площади присутствия коллекторов данного интервала к общей площади пласта в пределах контура нефтеносности.

Чем больше К_распр,, тем больше степень гидродинамической связанности коллекторов по горизонтам. При вычислении К_распр необходимо построение карт распространения коллекторов.

При оценке прерывистости пласта для прогнозирования охвата пластов воздействием широко применяют метод, предусматривающий разделение всего эффективного объема на непрерывную часть, полулинзы и линзы. Критерием к отнесению объема (площади) служит расположение их относительно контура питания. Считается, что непрерывная часть пласта в процессе разработки будет полностью охвачена воздействием, полулинзы частично (зависит от плотности сетки добывающих скважин и их положения относительно нагнетательных), а линзы вообще не охвачены воздействием со стороны линии нагнетания.

Для количественной оценки степени сложности строения прерывистых, фациально изменчивых пластов, используют коэффициент сложности:

• коэффициент сложности площадного залегания коллекторов – отношение суммарной длины границ участков пласта, представленных коллекторами, к длине периметра залежи:

,

где:

L_ПК – периметр (длина) границ, замещения коллекторов на неколлекторы или их выклинивание;

L_З – периметр залежи (внешнего контура нефтеносности), включая участки коллекторов и неколлекторов.

Чем больше извилистость границ распространения коллекторов (больше L_ПК), тем больше образуется мелких тупиковых зон, охват вытеснением которых затруднен, и тем выше К_слож.

Установлено, что по неоднородным, прерывистым пластам по мере уплотнения сетки скважин коэффициент сложности К_слож постепенно снижается. Это указывает на то, что даже при самой плотной (из применяемых на практике) сетке скважин все детали изменчивости пластов еще остаются неизвестными. Поэтому по мере разбуривания эксплуатационного объекта (ЭО) сеткой добывающих скважин требуется постоянное уточнение К_распр и К_сложн.

При двухпластовом строении объект включает два в разной степени зонально неоднородных пласта, в некоторых местах возможно слияние их в единый пласт. В этом случае К_расп и К_сложн оценивают по каждому пласту раздельно и затем находят суммарные величины для объекта в целом. Наряду с этим для объекта в целом определяют три коэффициента: песчанистости, расчлененности и слияния пластов.

Коэффициент песчанистости представляет собой отношение эффективной мощности к общей мощности пласта, прослеживаемой в разрезе данной скважины. Показывает какую долю занимают коллекторы в общем объеме продуктивного горизонта:

,

где:

h_эф и h_общ – средние значения эффективной и общей толщины пород.

При этом под общей мощностью продуктивного горизонта следует понимать мощность между его кровлей и подошвой вне зависимости от того, какими литологическими разностями будут представлены граничные слои.

Коэффициент расчлененности определяется для залежи в целом и характеризует среднее число песчаных прослоев, слагающих горизонт – отношение числа песчаных прослоев, суммированных по всем скважинам, к общему количеству скважин, вскрывших коллектор:

,

где:

l₁, l_2,… – число прослоев коллекторов в каждой скважине;

n – общее количество скважин, вскрывших коллектор.

В том случае, когда эксплуатационный объект представлен одним пластом песчаника, К_расчл = 1.

При двухпластовом строении К_расчл обычно < 2, т.к. в большинстве скважин присутствуют оба пласта, в некоторых скважинах имеется только один, а в некоторых есть оба, но они слиты в единый пласт. К_песч в таком объекте < 1, т.к. между пластами-коллекторами имеется слой непроницаемых пород, входящий в общую толщину горизонта, но занимающий меньшую ее долю, чем пласты-коллекторы.

Для залежей, продуктивные пласты которых представлены частым переслаиванием проницаемых и непроницаемых пород, в качестве параметра расчлененности О.К. Обухов [14] предложил использовать число прослоев коллекторов n в сочетании с эффективной мощностью. Это достигается путем совмещения карт двух указанных параметров, которое позволяет судить о степени монолитности продуктивного пласта в любой его точке.

Детальная корреляция продуктивных пластов показала, что глинистые или аргиллитовые разделы не обладают постоянством и не распространяются по всей площади залежи. На отдельных участках происходит выклинивание, в результате которого песчаники одного пласта контактируют с песчаниками ниже- или вышезалегающего пласта. Количество зон слияния зависит от условий седиментации осадков. Так как по ним в процессе разработки может происходить переток жидкости из одного пласта в другой, то совершенно необходимо установить количество, размеры и положение таких зон по всей площади залежи.

Коэффициент литологической связанности (слияния пластов) определяет зоны слияния двух смежных пластов-коллекторов.

Под К_сл понимается [9]отношение площадей слияния пропластков к общей площади залежи в пределах контура нефтеносности:

,

где:

S_сл – площадь, в пределах которой песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями;

S_общ – общая площадь залежи.

Чем выше величина этого коэффициента, тем больше суммарная площадь слияния двух смежных пластов и, следовательно, менее обосновано выделение их в самостоятельные пласты и тем больше степень гидродинамической связанности коллекторов по вертикали.

При равномерном расположении скважин по площади [6] К_сл примерно соответствует отношению числа скважин, в которых установлена литологическая связь пластов, вскрывших монолитный пласт песчаника (мощность которого равна или больше средней его мощности) n_св, к общему числу пробуренных скважин N.

Другими словами К_сл показывает долю скважин, в которых смежные прослои сливаются.

,

где:

n_св – скважины, в которых песчаные пропластки не разобщены глинистыми прослоями;

N – общее количество скважин.

Для каждого из пластов строятся те же графические иллюстрации, что и для однопластового объекта.

Многопластовые горизонты включают в себя 3 – 6 и более как непрерывных, так и прерывистых в разной степени пластов с разной толщиной и проницаемостью коллекторов. Участки отсутствия коллекторов разных пластов часто не совпадают в плане. Различные пласты-коллекторы сливаются воедино в разных местах. Объект в целом представляет собой весьма сложное природное образование. Многопластовые объекты характеризуются теми же графическими иллюстрациями и коэффициентами, что и двухпластовые.

Для характеристики геологической неоднородности пластов, представленных переслаиванием песчаных, часто выклинивающихся, прослоев небольшой мощности с непроницаемыми породами предложено [14] определять коэффициент выклинивания К_выкл, который показывает долю мощности выклинивающихся прослоев-коллекторов h_выкл от эффективной мощности h_эф рассматриваемого пласта в разрезе скважины, т.е.

;

При отсутствии выклинивающихся прослоев этот коэффициент будет равен нулю и, наоборот, при выклинивании всех прослоев К_л =1.

Для практических целей целесообразно применять коэффициент выдержанности К_в, представляющий собой долю непрерывной мощности пласта по площади. Он определяется, исходя из равенства:

К_в = 1–К_выкл

Показатели пространственной выдержанности пластов не в полной мере отражают степень геологической неоднородности залежи. С этой целью выделяют зональные интервалы или прослои, хорошо прослеживающиеся по всей площади месторождения. Затем строят карты распространения каждого выделенного прослоя, для которого определяют долю участия линз V_л, полулинз V_пл и непрерывной части пласта V_н с учетом направления движения жидкости по пласту в пределах одной и той же постоянной площади.

Под линзами в этом случае подразумеваются ограниченные со всех сторон непроницаемыми породами участки присутствия коллекторов.

Полулинзы вообще представляют собой участки прослоя, распространяемые за пределами залежи и выклинивающиеся внутри нее. С учетом положения разрезающего ряда за полулинзы могут быть приняты участки прослоя, открытые для поддержания давления только с одной стороны. За непрерывную часть принимают как площадь сплошного распространения прослоя, так и части площади, подвергающиеся воздействию нагнетания не менее, чем с двух сторон.

На многих месторождениях в геологическом разрезе выделяется несколько продуктивных горизонтов, приуроченных к единому или к разным стратиграфическим отделам с различающимися геолого-физическими особенностями.

При проектировании разработки месторождений с несколькими горизонтами и с многопластовым горизонтом необходимо обосновывать выделение эксплуатационных объектов (ЭО), требующих применения самостоятельных сеток скважин. По мере накопления материала о сложности геологического строения вновь вводимых месторождений и залежей подход к решению этой проблемы непрерывно корректируется.

Первоначально при наличии в разрезе месторождения среди других горизонтов одного многопластового наиболее высокопродуктивного горизонта, он выделялся в качестве самостоятельного первоочередного объекта.

При наличии двух-трех и более равноценных расчлененных высокопродуктивных горизонтов каждый из них выделялся в самостоятельный ЭО, а иногда в один объект объединялись и два горизонта. Впоследствии имели место случаи разукрупнения таких объектов с созданием дополнительной сетки скважин.

В дальнейшем на основе разработки многопластовых объектов с резким различием в проницаемости принадлежащих каждому из них пластов (прослоев) возникла идея о целесообразности выделения в подобных случаях высокопроницаемых и малопроницаемых слоев таких горизонтов в два самостоятельных ЭО с выбором для каждого из них соответствующей системы разработки.

По каждому выделенному объекту разработки необходимо подробное обоснование расположения и плотности размещения добывающих и нагнетательных скважин основного фонда и количества резервных скважин с определением оптимальных интервалов и методов перфорации.

В процессе разработки макронеоднородных объектов главная задача заключается в более полном включении всех частей продуктивных пластов в процесс дренирования, т.е. в достижении возможно более высокого коэффициента охвата дренированием (вытеснением), являющегося одним из основных коэффициентов, определяющих величину КИН. Необходимо обеспечивать в нагнетательных скважинах приемистость нагнетаемого агента всеми пластами, в добывающих скважинах – поступление нефти из всех пластов.

В настоящее время основная часть добычи нефти в России обеспечивается за счет залежей с повышенной продуктивностью, продолжительное время разрабатываемых с традиционным заводнением. На объектах, еще содержащих значительную часть извлекаемых запасов нефти, широко применяются гидродинамические методы управления разработкой для увеличения охвата дренированием путем преодоления макронеоднородности объектов целым рядом методов:

• бурение дополнительных добывающих и нагнетательных скважин из числа резервных в частях объекта, которые не могут быть включены в разработку созданной системой скважин, – на линзах, в тупиковых зонах, на неработающих пластах многопластового объекта, на участках, не включенных в разработку между нагнетательными и добывающими рядами, в стягивающих рядах добывающих скважин в условиях применения систем разработки с «разрезанием» и др.;

• совершенствование систем заводнения – создание при необходимости дополнительных разрезающих рядов, очагов заводнения, перенос фронта нагнетания, организация раздельной закачки воды в пласты объекта, оптимизация давления на устьях нагнетательных скважин;

• применение эффективных технологий обработки призабойных зон – повторная перфорация, селективный гидроразрыв неработающих пластов (при карбонатном типе коллектора возможен в сочетании с солянокислотной обработкой), очистка с помощью термохимических методов, изоляция обводненных пластов;

• широкое применение метода нестационарного заводнения с изменением направления фильтрационных потоков флюидов в пластах .

Все гидродинамические и другие методы управления процессом разработки залежи обосновываются с использованием ее статической и динамических моделей.

По залежам с большой площадью нефтеносности как при обычном заводнении, так и при других методах воздействия на пласты целесообразно на суммарной карте распространения коллекторов объекта выделить участки с отличающимися характеристиками макронеоднородности, разделенные зонами отсутствия коллекторов, линиями тектонических нарушений, с разными условиями залегания нефти и др. По каждому участку следует строить адресные модели – статическую и динамические – и обосновывать соответствующие технологические решения по системе, контролю, регулированию и показателям разработки.

Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи при подсчете запасов и проектировании разработки:

• моделировать форму сложного геологического тела (пород-коллекторов), служащего вместилищем нефти или газа;

• выявлять участки повышенной толщины коллекторов, возникающей в результате слияния прослоев (пластов), и соответственно возможные места перетока нефти и газа между пластами при разработке залежи;

• определять целесообразность объединения пластов в единый эксплуатационный объект;

• обосновывать эффективное расположение добывающих и нагнетательных скважин;

• прогнозировать и оценивать степень охвата залежи разработкой;

• подбирать аналогичные по показателям макронеоднородности залежи с целью переноса опыта разработки ранее освоенных объектов.